2018年，是储能快速发展的一年，也是电网侧储能不断证明自己的一年。这一年，业界开始称“储能元年”；这也意味着储能不仅作为补充产业，它本身的价值同样得到了认可。

但电网侧储能的意义其实业界尚有争论，同时，火电在调峰储能里的角色也仍处于争论之中。

在18日举行的储能国际峰会暨展览会2019的开幕式上，南方电网科技部副主任的郑耀东表示，在南方电网所辖五个区域内大规模开展储能调频的必要性并不太大。

清华大学电机系教授夏清则认为，如果不用储能调峰，那么就需要靠火电机组调峰，但是作为发电机组，频繁的启停调峰和作为备用都会降低火电的投资利用效率。对于火电来说，这并非资源的最优利用。

火电VS电网侧储能调峰

火电的经济性优势使得每年火电的发电量都在总发电量中占极大的比例，但是近年来由于煤价的居高不下，以及为给新能源消纳让路而牺牲的煤电利用小时数都使得火电的利润空间不断被压缩。

从《“十三五”电力煤控中期评估与展望》报告来看，煤电的利用小时数已经低于4500小时这一供需平衡范围的底线，出现了煤电的过剩。这时，不论是新增煤电调峰备用机组，还是将已有机组转为备用机组，都会在一定程度上损失煤电的利用小时数，加剧煤电的过剩。

“单纯拿煤电做备用，靠新增装机保障电力安全，应该说是最不经济，最不可靠，最不划算的一种方式。”华北电力大学袁家海教授曾在“煤电还能走多远”的研讨会上做出这样的判断。

即使不谈经济性，对于调频跟踪性能，火电也难以满足。夏清举例说，在美国，PJM不仅要求调频工作要有足够强跟踪服务能力，还设有偏差、里程、成本等多项考核指标。从这个角度看，火电也不是调频调峰的最优选择。

既然火电调频存在着局限，在有储能这一解决方案的情况下，为什么不用呢？

储能在电网侧的应用的本质就是替代尖峰，使电网由电力平衡走向电量平衡。

以往电力系统所有的规划都是按照最大负荷来设计的，为满足有限用电高峰而进行整体的投资，会造成极高的单位投资成本。于是，电力系统利用效率不高，单位投资成本居高不下，资产利用效率低下成为困扰电网投资的痛点。

夏清说，若使用储能的方式，则可以根本改变电网规划的最高负荷设计，按照电量平衡的方式规划我们的电网，整个电网资产利用率将大幅度提高。

更重要的是，储能还可以参与紧急控制，用储能放电提供频率支撑。电网需要及时的频率响应，在各个变电站里装上储能的装置，就可支撑电网功率平衡，支撑频率平衡。电网有了储能以后，将变得更加智能柔性。

电网需要拥抱储能技术

虽然储能在电网侧的应用拥有明显的优势，但其实储能真正的价值并没有完全体现。现在，不少人仍然存在着峰谷的价差就应该是储能的盈利模式和价值体现的认知偏差。

“最典型的例子就是，如果电力潮流超出了线路容量，即使只是超出一点，为保证电力供应，电力系统仍必须要另建设一条线路，但如果有储能，像这样的线路投资就可以省下来。这样就延缓了输配电设备投资或有效容量投资，这就是储能创造的价值。”夏清说。

然而现在的问题在于，储能在电网中产生的巨大的容量效益并没有返还到储能身上。加之储能市场还不成熟，储能的价格还没有被市场完全接受，在前不久发改委价格司公布的输配电价征求意见稿中，储能并没有纳入输配电管理。

夏清说：“为这个事情，我还专门给发改委就意见征求提了建议。”“虽然目前储能的价格还比较高，产业还不甚成熟，但若因此就直接把它排除出去，就好像把婴儿和洗澡水一起倒掉一样。我们还是应该要理性地，有条件地将其纳入输配电管理。”

只有电网拥抱储能，中国储能才能获得更大发展。电网与储能的结合，不仅解放了火电，以保证其“心无旁骛”地全力发电，高质量发展，更重要的是，储能与电网的结合，才是出价值的爆发式体现。

我们需要真正体现储能价值的政策，储能也期盼为其助力的“良方”。

那究竟怎样的政策才能实现这一愿景，帮助三方共赢呢？夏清对此的设想是：“至少应该做到以下四点：一、投资多元化，开放市场，让市场竞争形成公允价格，二、建立激励型、开放型的输配电价政策，机制不能把所有的一切都管死，在保证总体电价不上扬的基础上，应该允许创新元素进入。三、储能发展应该先市场、后计划，成本回收也要先市场，后计划。四、加强监管，事前、事后都要加强。”